Расчёт тепловой схемы атомного энергоблока

Оглавление

 

ИСХОДНЫЕ  ДАННЫЕ 4

РАСЧЕТНО  – ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА 4

I. Выбор основных технологических параметров контура рабочего тела. 4

II. Определение необходимого числа регенеративных подогревателей и давления пара в отборах. 7

III. Расчет процесса расширения пара в проточной части турбины. 12

IV. Расчет подогревателей сетевой воды. 16

V. Определение расходов среды по элементам схемы. 17

VI. Мощность турбины 18

VII. Расход электроэнергии на привод насосов конденсатно-питательного тракта и ГЦН………………………………………………………...………………………………….19

VIII. Показатели тепловой экономичности. 20

Приложение 1 22

Приложение  2 23

Приложение 3 24

СПИСОК  ЛИТЕРАТУРЫ 25

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Таблица 1

Исходные данные для варианта 4

Заданные параметры и  величины

СИ

Электрическая мощность АЭС, нетто

1500 МВт

 Вт

Теплофикационная нагрузка

250 Гкал/час

 Вт

Номинальная температура 1-го контура на выходе из реактора

330

603 К

Расчетная температура охлаждающей  воды

10

283 К

Расчетная температура прямой сетевой воды

150

423 К

Тип парогенератора

Горизонтальный, насыщенного пара

Тип реактора

ВВЭР

Число оборотов турбины

3000 об/мин

Тип привода питательного насоса

э/пр


РАСЧЕТНО – ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

  1. Выбор основных технологических параметров контура  рабочего тела.

Задачей данного раздела  является определение давления и  температуры генерируемого пара, давления конденсации и оптимальной  температуры питательной воды.

Расчёт выполняется итерационно  в следующей последовательности:

    1. Требуемая тепловая мощность энергоблока в 1-ом приближении

 

где электрическая мощность;

теплофикационная  нагрузка;

коэффициент полезного  действия АЭС нетто, принимается в 1-ом приближении по аналогии с существующими АЭС. Для ВВЭР с прямоточным парогенератором 35%.

 

    1. Температура теплоносителя на входе в реактор (на выходе из парогенератора):

 

где заданная температура на выходе из реактора;

 подогрев теплоносителя  в активной зоне, 30.

 

    1. Расход теплоносителя 1-го контура:

 

где – коэффициент удержания тепла в греющих контурах;

 изменение  температуры теплоносителя в греющем контуре;

 истинная изобарная  теплоёмкость теплоносителя греющего  контура, 
кДж/(кгК) при давлении в первом контуре 16 МПа [2] и средней температуре в этом контуре:

 

 

    1. Температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора

 

где нагрев охлаждающей воды в конденсаторе, рекомендуется принимать по аналогии с существующими АЭС (для АЭС с ВВЭР ).

 

    1. Температура конденсации пара. Рекомендуется принимать из условия обеспечения локального температурного напора на выходе охлаждающей воды из конденсатора.

 

    1. Давление и температура генерируемого парадля АЭС с ВВЭР и горизонтальным ПГ:  ,

 

    1. Оптимальное значение температуры питательной воды:

 
Соответственно 

    1. Параметры пара на выходе из парогенератора. 
      Для горизонтальных ПГ температура пара   принимается равной :

 

    1. Давление генерируемого пара ,

 
Энтальпия пара:

 

    1. Расход питательной воды

 

 

где энтальпия пара на выходе из ПГ

коэффициент удержания  тепла в парогенераторе, .

 

    1. Полученные значения температуры питательной воды и температуры, давления и энтальпии пара на выходе из ПГ:

Таблица 2

 

200

  
 

280

  
 

6,4

МПа

 

2780

кДж/кг


 

  1. Определение необходимого числа регенеративных подогревателей и давления пара в  отборах.

Расчёты выполняются на основе известных температур питательной  воды и конденсата. Величины подогрева воды в регенеративных подогревателях принимаются по аналогии с выполненными объектами:

    • для ПНД примерно ,
    • для ПВД и Деаэратора ,
    • в охладителе эжекторов

Давление в деаэраторе принимается по аналогии с большинством реализованных объектов

 

принимается таким, чтобы количество ПНД и ПВД было целым.

В первом приближении выберем количество ПВД = 2и ПНД = 4 в соответствии с тепловой схемой для АЭС-2006.

    1. Необходимый напор насоса питательного тракта:

 

где давление в парогенераторе;

 сопротивление  в парогенераторе по прогреву  среды (для горизонтального ПГ 0,05 МПа);

 гидравлические  потери питательного трубопровода, ;

 сопротивление  регулирующего клапана, Принимаем 1 МПа;

 суммарное  сопротивление для всех ПВД  (для одного 0,4 МПа),

 нивелирный  напор, определяется разницей  высот установки ПГ и Деаэратора,  :

 

Принимаем давление в деаэраторе

 

Необходимый напор конденсатного насоса:

 

где суммарное сопротивление для всех ПНД (для одного поверхностного ПНД: 0,15 МПа);

сопротивление конденсатора пара уплотнений,;

сопротивление трубопроводов, принимаем ;

сопротивление регулирующего  клапана уровня, МПа;

давление в главном конденсаторе:

 

 нивелирный  напор, определяется разницей  высот выходом из конденсатора  и входом в деаэратор ,   :

 

сопротивление блочной обессоливающей установки, принимаем .

 

    1. Определение нагрева воды в насосах:

 

где необходимый напор насоса, МПа;

 удельный объём  перекачиваемой воды:

 

 

 КПД насоса: для ;

 изобарная  теплоёмкость воды:

 

 

 

 

    1. Температуры воды на выходе из насосов:

 

 

 

    1. Требуемое количество ПНД:

 

где температуры насыщения в деаэраторе и конденсаторе, ;

подогрев основного  конденсата в конденсаторе пара уплотнений, принимаем 3°С;

 подогрев основного  конденсата в деаэраторе, принимаем 20°С;

 подогрев основного  конденсата в ПНД, принимаем 30°С.

 

Ставим 4 подогревателянизкого давления: 1ый, 3ий, 4ый поверхностного типа, 2ой подогреватель смешивающего типа и уменьшаем подогрев в деаэраторе до 11°С.

    1. Требуемое количество ПВД:

 

где подогрев основного конденсата в ПВД, принимаем 16°С.

 

Ставим 2 подогревателя высокого давления.

    1. Температуры основного конденсата на входе в каждый ПНД:

на входе в ПНД-1:

 

на входе в ПНД-2:

 

на входе в  ПНД-3:

 

на входе в  ПНД-4:

 

на входе в  деаэратор:

 

    1. Температуры питательной воды на входе в каждый ПВД:

на входе в ПВД-1:

 

на входе в  ПВД-2:

 

    1. Температуры основного конденсата на выходе из каждого ПНД:

на выходе из ПНД-1:

 

на выходе из ПНД-2:

 

на выходе из ПНД-3:

 

на выходе из ПНД-4:

 

Температуры питательной  воды на выходе из каждого ПВД:

на выходе из ПВД-1:

 

на выходе из ПВД-2:

 

    1. Требуемая температура конденсации греющего пара в каждом подогревателе:

 

где недогрев воды на выходе из подогревателя до температуры насыщения греющего пара ( для ПНД и 3 для ПВД)

 

 

 

 

 

 

 

Соответственно давление греющего пара:

 

 

 

 

 

 

 

 

    1. Давление пара в отборах турбины:

 

гдеi –номер отбора в турбине по ходу расширения;

 относительная  величина потерь давления от  турбины до подогревателя:

 

Гдеr – номер регенеративного подогревателя по ходу воды, включая деаэратор.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

где падение давления в паропроводе отборного пара на деаэратор с учётом сопротивления клапана - регулятора давления, принимаем 0,2 МПа;

 коэффициент запаса, 1,2.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 4

Расчет показателей  парогенератора

Номер отбора

Давление в  отборе

I

1,83

II

1,21

III

0,99

IV

0,667

V

0,293

VI

0,087

VII

0,032


 

  1. Расчет процесса расширения пара в проточной части  турбины.

Для расчёта процесса расширения необходимо располагать внутренними КПД отсеков. Эти показатели, приведенные в литературе, получены при перегретом паре. Если часть или все ступени отсека работают на влажном паре, то нужно учитывать это с помощью поправочного коэффициента:

 

где относительный внутренний КПД при работе на влажном паре;

 относительный  внутренний КПД при работе  на перегретом паре;

 поправочный  коэффициент, учитывающий влияние  влажности;

влажность в конце процесса расширения отсека:

 

Таблица 5

Диапазоны значений для поправочных коэффициентов  отсеков

Тип турбоустановки

Цилиндр турбины

    

Насыщенного пара

ЦВД

    

ЦНД

    

Перегретого пара

ЦВД

    

ЦНД

    

    1. Давление перед регулирующим клапаном турбины:

 

где относительные потери давления в паропроводе, 4,9%.

 

Энтальпия пара:

 

    1. Давление пара перед первой ступенью турбины:

 

где относительные потери давления в стопорнорегулирующих клапанах,

 

    1. Энтропия пара перед 1ой ступенью турбины:

 

    1. Энтальпия пара 1го регенеративного отбора:

 

    1. Энтальпия пара в камере 1го регенеративного отбора, при относительном внутреннем КПД 1го отсека в конце сухого процесса расширения:

 

Так как процесс расширения заканчивается в области влажного пара, то учтём это с помощью  поправочного коэффициента и .

Энтальпия пара в камере 1го регенеративного отбора, в конце  влажного процесса расширения:

 

 

 

    1. Энтропия пара в камере 1го отбора:

 

    1. Энтальпия пара 2го регенеративного отбора:

 

    1. Энтальпия пара в камере 2го регенеративного отбора, при относительном внутреннем КПД 2го отсека, в конце сухого процесса расширения:

 

Энтальпия пара в камере 2го регенеративного отбора, в конце  влажного процесса расширения:

 

 

 

    1. Энтропия пара в камере 2го отбора:

 

    1. Энтальпия пара 3го регенеративного отбора:

 

    1. Энтальпия пара в камере 3го регенеративного отбора, при относительном внутреннем КПД 3го отсека, в конце сухого процесса расширения:

 

Энтальпия пара в камере 3го регенеративного отбора, в конце  влажного процесса расширения:

 

 

 

    1. Энтропия пара в камере 3го отбора:

 

    1. Энтальпия пара 4го регенеративного отбора:

 

    1. Энтальпия пара в камере 4го регенеративного отбора, при относительном внутреннем КПД 4го отсека, в конце сухого процесса расширения:

 

Энтальпия пара в камере 4го регенеративного отбора, в конце  влажного процесса расширения:

 

 

 

    1. Энтропия пара в камере 4го отбора:

 

    1. Потери давления при перепуске пара между цилиндрами от выхода из ЦВД до входа в ЦНД:

в сепараторе,

 

в пароперегревателе, 1%

 

в дросселирующем клапане,

 

    1. Давление перед 1ой ступенью ЦНД:

 

 

    1. Температурапара навыходе после пароперегревателя:

Оптимальный температурный  напор, т.е. разность между температурой свежего пара и конечной температурой перегреваемого пара составляет 

 

 

    1. Энтропия пара перед 1ой ступенью ЦНД:

 

    1. Энтальпия пара 5го регенеративного отбора:

 

    1. Энтальпия пара в камере 5го регенеративного отбора, при относительном внутреннем КПД 5го отсека в конце сухого процесса расширения:

 

    1. Энтропия пара в камере 5го отбора:

 

    1. Энтальпия пара 6го регенеративного отбора:

 

    1. Энтальпия пара в камере 6го регенеративного отбора, при относительном внутреннем КПД 6го отсека в конце сухого процесса расширения:

 

Энтальпия пара в камере 6го регенеративного отбора, в конце влажного процесса расширения:

 

 

 

    1. Энтропия пара в камере 6го отбора:

 

    1. Энтальпия пара 7го регенеративного отбора:

 

    1. Энтальпия пара в камере 7го регенеративного отбора, при относительном внутреннем КПД 7го отсека в конце сухого процесса расширения:

 

Энтальпия пара в камере 7го регенеративного отбора, в конце влажного процесса расширения:

 

 

 

    1. Энтропия пара в камере 7го отбора:

 

    1. Энтальпия пара перед выходом из ЦНД:

 

    1. Энтальпия пара перед выходом из ЦНД, при относительном внутреннем КПД 8го отсека в конце сухого процесса расширения:

 

Энтальпия пара в камере 6го регенеративного отбора, в конце влажного процесса расширения:

 

 

 

    1. Влажность за последней ступенью турбины.

Допустимая влажность  на выходе из турбины с n =3000об/мин y=12%.

 

 

Процесс расширения в турбине  на h-Sдиаграмме изображен в приложении 2.

  1. Расчет подогревателей сетевой воды.

Необходимо определить давления и расходы греющего пара на каждый подогреватель сетевой воды и  температуры на выходе из каждого  подогревателя.

    1. Требуемый расход сетевой воды:

 

где удельная изобарная теплоёмкость сетевой воды;

 температура  прямой/обратной сетевой воды, температуру  обратной сетевой воды принимаем 

 

 

    1. Температура сетевой воды на выходе из ПСВ1:

 

    1. Требуемая температура конденсации греющего пара в каждом сетевом подогревателе:

 

где минимальный локальный температурный напор на выходе из ПСВ,

 

 

    1. Расходы греющего пара на каждый ПСВ:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. Определение расходов среды по элементам схемы.

Расчет выполняется на основе тепловых и материальных балансов уравнений. Записываем уравнения для каждого элемента схемы и точек смешения.

Точка смешения 1:

 

ПВД7:

 

ПВД6:

 

Деаэратор:

 

 

Сепаратор:

 

 

ПП:

 

где коэффициент удержания тепла, 0,99;

Точка смешения 2:

 

где

 

ПНД4:

 

ПНД3:

 

ПНД2:

 

ПНД1:

 

Систему решаем с применением  средств ЭВМ и результаты представляем в таблице 6.

Таблица 6

Расходы греющей  среды на каждый подогревающий элемент

расход

кг/с

 

253,25

 

216,2

 

107,4

 

98,4

 

46,2

 

143,0

 

112,7

 

93,2

 

102,3

 

2870


 

  1. Мощность  турбины

    1. Расчет внутренних мощностей отсеков турбины.

Рассчитав отборы на подогреватели, определим внутренние мощности каждого  отсека по формуле:

 

где расход пара в отсеке;

 энтальпии  соответственно на входе и  выходе отсека.

Результаты заносим в  таблицу 7.

Таблица 7

Внутренние мощности отсеков турбины

отсек

Энтальпии

расход

мощность

вход

выход

кг/с

МВт

1

2780

2604

2617

460,6

2

2604

2545

2509,6

148,1

3

2545

2517

2411,1

67,5

4

2517

2464

2364,9

125,3

5

2968

2822

1945,7

284,1

6

2822

2628

1765,7

342,6

7

2628

2493

1672,6

225,8

8

2493

2260

1570,2

365,9


    1. Расчетная мощность на клеммах генератора:

 

где внутренняя мощность турбины;

 КПД, учитывающий  потери турбогенератора, 0,98 [1];

 КПД, учитывающий  потери генератора, 0,98 [1];

  1. Расход электроэнергии на привод насосов конденсатно-питательного тракта и ГЦН.

КПД электроприводов всех насосов 

Для конденсатных насосов  первого подъема:

 

Для конденсатных насосов  второго подъема:

 

Для питательных насосов:

 

Для циркуляционного насоса:

 

где удельный объем перекачиваемой воды при давлении 16 Мпа и температуре холодной нитки .

 требуемый напор насоса, принимаем 0,7 МПа [1];

 

 

Суммарный расход электроэнергии на собственные нужды турбоустановки:

  1. Показатели  тепловой экономичности.

    1. Расход теплоты на турбоустановку для производства электроэнергии

 

    1. Электрический КПД брутто:

 

    1. Электрический КПД нетто:

 

 

ВЫВОД

В данной работе проектировалась установка мощностью 1500 МВт и КПД 33%, получены данные

Таблица 8

 

30,5 кг/с

 

2871 кг/с

 

1939,8 МВт

 

37,9 %

 

1794,4 МВт

 

35,1 %


 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 1

 

 

t-Qдиаграмма парогенератора

 

 

 

 

Приложение 3

Процесс расширения пара в проточной части турбины

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бажанов В.В. Атомные  электрические станции: курс лекций, 2011.

2. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции: ― М.: Высш. шк., 1984. ―304 с.: ил.

3. Александров А.А., Очков  А.В., Очков В.Ф., Орлов К.А. WaterSteamPro 6.0

 

 


Расчёт тепловой схемы атомного энергоблока